analisis de viabilidad para el suministro de energia

Monografía análisis de viabilidad para el suministro de energía eléctrica proyecto angostura de Greystar

Resource ltd municipio de california (Santander)

ESPECIALIZACION GERENCIA DE RECURSOS ENERGETICOS

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ANALISIS DE VIABILIDAD PARA EL SUMINISTRO DE ENERGIA ELECTRICA PROYECTO ANGOSTURA DE GREYSTAR RESOURCE LTD

MUNICIPIO DE CALIFORNIA (SANTANDER)

EDGAR EFRAIN NIÑO VELANDIA MARTHA LEONOR GOMEZ PEDRAZA

GILBERTO CABALLERO MORENO

UNIVERSIDAD AUTONOMA DE BUCARAMANGA FACULTAD DE INGENIERÍAS FÍSICO-MECÁNICAS

PROGRAMA DE INGENIERÍA EN ENERGÍA ESPECIALIZACION GERENCIA DE RECURSOS ENERGETICOS

BUCARAMANGA, 2009




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ANALISIS DE VIABILIDAD PARA EL SUMINISTRO DE ENERGIA ELECTRICA

PROYECTO ANGOSTURA DE GREYSTAR RESOURCE LTD MUNICIPIO DE CALIFORNIA (SANTANDER)

EDGAR EFRAIN NIÑO VELANDIA MARTHA LEONOR GOMEZ PEDRAZA

GILBERTO CABALLERO MORENO

Monografía para optar al título de Especialista en Gerencia de Recursos Energéticos

Asesor CESAR GIOVANNI ACEVEDO

Ingeniero Electricista

UNIVERSIDAD AUTONOMA DE BUCARAMANGA FACULTAD DE INGENIERÍAS FÍSICO-MECÁNICAS

PROGRAMA DE INGENIERÍA EN ENERGÍA ESPECIALIZACION GERENCIA DE RECURSOS ENERGETICOS

BUCARAMANGA, 2009




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NOTA DE ACEPTACION

PRESIDENTE DEL JURADO

JURADO

JURADO

Bucaramanga, 2009




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A DIOS, a nuestras familias y a la Electrificadora de Santander S.A. E.S.P., por apoyarnos en nuestro deseo de crecer para ser

mejores personas y profesionales.




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AGRADECIMIENTOS

Los autores expresan sus agradecimientos a:

A nuestras familias por estar siempre acompañándonos y por disfrutar cada logro.




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CONTENIDO

LISTA DE TABLAS ........................................................................................................... 7 LISTA DE FIGURAS ......................................................................................................... 8 GLOSARIO ....................................................................................................................... 9 RESUMEN ....................................................................................................................... 11 INTRODUCCION ............................................................................................................. 12 1. GENERALIDADES ................................................................................................ 13

PARAMETROS GENERALES DEL PROYECTO ........................................................ 14 2. SELECCIÓN DE RUTAS Y PUNTOS DE ALIMENTACIÓN. ..................................... 15

2.1 ALIMENTACIÓN A 230 KV POR LA LÍNEA PALOS - TASAJERO. .............. 15 2.2 ALIMENTACION A 115 KV ................................................................................... 17

3. ZONA DE AFECTACION DEL PROYECTO ELÉCTRICO ....................................... 21 3.1 ANÁLISIS DIMENSIONAL DEL AREA DE AFECTACIÓN ................................... 22

3.1.1 ASPECTOS FÍSICO – BIÓTICOS ................................................................... 22 3.1.2 DIMENSIÓN SOCIO – CULTURAL ................................................................. 25 3.1.3 DIMENSIÓN ECONÓMICA ............................................................................. 26 3.1.4 DIMENSIÓN URBANO FUNCIONAL .............................................................. 28

4. VALOR ESTIMADO DEL PROYECTO CALIFORNIA A 115 KV ................................. 30 5. ANÁLISIS FINANCIERO ............................................................................................ 33

5.1 FLUJO DE CAJA LIBRE DESCONTADO............................................................. 33 5.2 FLUJO DE CAJA INCREMENTAL........................................................................ 48

CONCLUSIONES ............................................................................................................ 52 BIBLIOGRAFIA ............................................................................................................... 53




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LISTA DE TABLAS

Tabla 1. Valor de la línea 115 KV. ................................................................................................ 31 Tabla 2. Valor de las subestaciones. ............................................................................................ 32 Tabla 3. Valor Total del Proyecto. ................................................................................................. 32 Tabla 4. Tarifas de energía de la ESSA E.S.P. para el nivel de tensión 4. .................................... 38 Tabla 5. Flujo de caja ESSA sin proyecto. .................................................................................... 48 Tabla 6. Flujo de caja ESSA con proyecto. ................................................................................... 48




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LISTA DE FIGURAS

Figura 1. Plano de planta del proyecto ............................................................................. 13 Figura 2. Ruta No.1. Línea Palos-Angostura 115 KV ....................................................... 18 Figura 3. Ruta No.2. Línea Palos-Angostura 115 KV ....................................................... 19 Figura 4. Datos de Entrada sensibilidad (1) ..................................................................... 39 Figura 5. Proyección Demanda en Kw/h sensibilidad (1) con crecimiento a perpetuidad . 39 Figura 6. Ingresos del proyecto sensibilidad (1) con crecimiento a perpetuidad ............... 40 Figura 7. Egresos del Proyecto sensibilidad (1) con crecimiento a perpetuidad ............... 40 Figura 8. Flujo de Caja sensibilidad (1) con crecimiento a perpetuidad ............................ 40 Figura 9. Flujo de Caja sensibilidad (1) con demanda a 10 años ..................................... 41 Figura 10. Datos de Entrada sensibilidad (2) ................................................................... 42 Figura 11. Proyección Demanda en Kw/h sensibilidad (2) con crecimiento a perpetuidad 42 Figura 12. Ingresos del Proyecto sensibilidad (2) con crecimiento a perpetuidad ........... 43 Figura 13. Egresos del Proyecto sensibilidad (2) con crecimiento a perpetuidad ............ 43 Figura 14. Flujo de Caja sensibilidad (2) con crecimiento a perpetuidad ......................... 43 Figura 15. Flujo de Caja sensibilidad (2) con demanda a 10 años .................................. 44 Figura 16. Datos de Entrada sensibilidad (3) ................................................................... 45 Figura 17. Proyección Demanda en Kw/h sensibilidad (3) con crecimiento a perpetuidad 45 Figura 18. Ingresos del Proyecto sensibilidad (3) con crecimiento a perpetuidad ........... 46 Figura 19. Egresos del Proyecto sensibilidad (3) con crecimiento a perpetuidad ............ 46 Figura 20. Flujo de Caja sensibilidad (3) con crecimiento a perpetuidad ......................... 46 Figura 21. Flujo de Caja sensibilidad (3) con demanda a 10 años .................................. 47 Figura 22. Gráfico de sensibilidad VPN Vs. Demanda ..................................................... 49 Figura 23. Gráfico flujo de caja ESSA sin proyecto .......................................................... 50 Figura 24. Gráfico flujo de caja ESSA con proyecto ......................................................... 50




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GLOSARIO

• Capacidad Instalada: Capacidad nominal del componente limitante de su

sistema.

• Carga: La potencia eléctrica requerida para el funcionamiento de uno o varios

equipos eléctricos o la potencia que transporta un circuito.

• Carga Instalada: Suma de las cargas de diseño de los equipos instalados en

los predios de los suscriptores, susceptibles a ser conectados al sistema o a la

parte del sistema que se considera.

• Circuito: Conjunto de elementos, dispositivos y equipos eléctricos

interconectados entre sí, alimentados por la misma fuente de energía y con las

mismas protecciones contra sobretensiones y sobrecorrientes.

• Demanda: Carga en los terminales de recepción, promediada normalmente

durante 15 minutos.

• Impacto ambiental: Acción o actividad que produce una alteración, favorable o

desfavorable, en el medio ambiente o en alguno de los componentes del

mismo.

• KVA ó Kilovatio: El kilovatio equivale a mil vatios, usado para manifestar la

potencia.

• MVA ó Megavatio: El megavatio es igual a un millón (106) de vatios. Muchas

cosas pueden tener la transferencia o consumo de energía en esta escala;

algunos de esos eventos incluyen: rayos y grandes motores eléctricos.

• Regulación: Razón en porcentaje (%) entre la diferencia de magnitudes de la

tensión en el receptor en vacío y a plena carga, con respecto a la magnitud de

la tensión en el receptor a plena carga.

http://es.wikipedia.org/wiki/Mill%C3%B3n

http://es.wikipedia.org/wiki/Rayo




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• RETIE: Acrónimo del Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas

adoptado por Colombia.

• Sistema de Distribución: Conjunto de instalaciones cuyo propósito es el

transporte de electricidad a usuarios en un área, a niveles de media y/o baja

tensión.

• Subestación: Conjunto de instalaciones, equipos eléctricos y obras

complementarias, destinado a la transferencia de energía eléctrica, mediante la

transformación de potencia.

• Tensión: Diferencia de potencial eléctrico entre dos conductores, que hace

que fluyan electrones por una resistencia. Tensión es una magnitud, cuya

unidad es el voltio; un error frecuente es hablar de “voltaje”.

• Tramo: Parte de una red comprendida entre dos puntos de derivación de

carga.

• Usuario: Persona natural o jurídica que se beneficia con la prestación de un

servicio público, bien como propietario del inmueble en donde éste se presta, o

como receptor directo del servicio. A este último usuario se le denomina

también consumidor.

• Zona de servidumbre: Franja de terreno que se deja sin obstáculos a lo largo

de una línea de transporte de energía eléctrica, como margen de seguridad

para la construcción, operación y mantenimiento de dicha línea, así como para

tener una interrelación segura con e entorno.




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RESUMEN

La Electrificadora de Santander S.A. E.S.P. empresa prestadora de servicios

públicos en el sector de la energía, tiene como responsabilidad social empresarial

propender por el desarrollo de la región. Bajo esta premisa y ante la solicitud

inicial de disponibilidad de potencia por parte de la empresa minera Greystar Ltd.

en cerca de 42 MW y de 5 MW por algunas otras empresas mineras de la región

aledaña a los municipios de California y Vetas, la ESSA ve la urgente necesidad

de realizar un análisis financiero al proyecto de ampliar la transmisión de energía

en el sector, partiendo del hecho que hoy en día se posee una línea con un nivel

de tensión de 34,5 KV con las siguientes especificaciones: ACSR calibre 4/0 cuya

capacidad máxima de transporte es de 18 MVA la cual se soporta en postes y

torres, posee un cable de guarda en acero calibre 5/16” y se posee una

subestación con capacidad instalada de 5 MVA.

Aprovechando los conocimientos adquiridos en la Especialización de Gerencia de

Recursos Energéticos, nos hemos dado a la tarea de montar un modelo en Excel

el cual nos servirá para realizar la valoración financiera de cualquier clase de

proyecto que se presente y que requiera tomar la decisión más acertada, para

realizar este análisis se utilizó el método de flujo de caja libre descontado. En este

proyecto se realizó el estudio de varios escenarios, buscando la mejor opción con

la cual se deba realizar el proyecto.




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INTRODUCCION

Debido al paso de la explotación minera de forma artesanal a una explotación

industrial, la demanda de energía en la zona norte del Departamento de

Santander, específicamente en los municipios de California y Vetas ha venido

en un constante crecimiento; un ejemplo de esto es el caso de la empresa

minera Canadiense Greystar Ltd, que estima que para el segundo trimestre del

2011, el proyecto requiere alimentar una carga inicial de 11 MW

aproximadamente y que para el segundo trimestre del 2013 el proyecto tendrá

su máxima potencia de 42 MW, la cual tendrá una vigencia hasta el año 2025,

siendo este el principal caso de solicitud de demanda de energía del sector,

aunque en esta zona se esta realizando solicitud de disponibilidad de energía

por otras empresas mineras por un valor inicial de 5 MW y la expansión

proyectada del Acueducto Metropolitano de Bucaramanga en su embalse cuyo

potencia estará alrededor de los 8 MW.

Por tal razón, la Electrificadora de Santander S.A. E.S.P., requiere de forma

urgente brindar una solución en el suministro de energía que permita el desarrollo

industrial de la región, ya que actualmente solo cuenta con la subestación

California de 5MVA a 34,5/13,8 KV alimentada por una línea de 34,5 KV, que es

insuficiente para suplir la demanda industrial y residencial del sector, sin permitir

una expansión en la capacidad instalada, igualmente el proyecto contribuye al

fortalecimiento de la Responsabilidad Social Empresarial al mejorar la calidad de

vida de los clientes con un servicio que satisfaga sus necesidades.

Teniendo en cuenta lo anterior, el objetivo general del proyecto es evaluar la

viabilidad financiera para la construcción de una línea de transmisión de energía a




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un nivel de tensión de 115 KV y de una subestación con una capacidad instalada

de 50 MVA, como alternativa para suplir la demanda de la región.

1. GENERALIDADES

Este documento contiene el análisis de viabilidad del suministro de energía para

el proyecto Angostura de la empresa Greystar Resource LTD, ubicado en el

municipio de California del departamento de Santander. El proyecto minero está

localizado a 55 Km de la ciudad de Bucaramanga, en la vereda Angostura, al

noreste del municipio de California, en las coordenadas X: 1.132.650,778 y Y:

1.309.676,053, como se puede observar en el plano de planta del proyecto.

Figura 1. Plano de planta del proyecto




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La Greystar Resources Ltd. es una empresa minera canadiense dedicada a la

exploración, desarrollo del proyecto y a la explotación de yacimientos de metales

preciosos. Los resultados iniciales muestran que en Angostura se encuentran

yacimientos de oro y plata, convirtiendo a esta en la mina aurífera en desarrollo

más grande de Colombia, con una reserva total de 15 millones de onzas y

reservas explotables de 8,6 millones, lo que la ubica como un yacimiento mediano

en América Latina.

La inversión en Angostura se incrementará en algo más de US$300 millones en

los años siguientes a la puesta en producción, con lo que el monto total de

inversión en esta mina superará los US$1.000 millones. La Greystar es

considerada como una compañía junior por las bolsas de Toronto y Londres, este

tipo de empresa se dedica a realizar la prospección y en ciertos casos el avance

de proyectos y luego lo venden a compañías de mayor tamaño.

En la realización de este análisis de viabilidad, nuestro grupo ha tenido en cuenta

los Estudios de Ordenamiento Territorial (EOT) de los municipios de California,

Charta, Matanza y Bucaramanga, como también información extraída de la

Corporación de la Defensa de la Meseta de Bucaramanga CDMB y del Instituto

Agustín Codazzi.

PARAMETROS GENERALES DEL PROYECTO

Niveles de tensión: 115/34,5 KV

Potencia a transmitir: 50 MVA

Tipos de estructuras: Torres en celosía auto-soportadas

Conductor: AAAC

Cable de guarda: Alumoweld

Nivel isoceráunico: 90 días de tormenta al año en dicha zona




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Temperatura media: 10º C

Altitud: 3.400 a 3.500 msnm

2. SELECCIÓN DE RUTAS Y PUNTOS DE ALIMENTACIÓN.

Partiendo de la ubicación geográfica de la mina perteneciente a la empresa

Greystar Ltd y de los posibles puntos de alimentación de energía eléctrica por

parte de la Electrificadora de Santander S.A. e I.S.A., se tomaron dos

alternativas para este proyecto, entre las cuales están:

2.1 ALIMENTACIÓN A 230 KV POR LA LÍNEA PALOS - TASAJERO.

Cerca del área de influencia del proyecto se encuentra la línea de transmisión

de 230 KV, Palos - Tasajero la cual pertenece al Sistema de Transmisión

Nacional (STN), y es de propiedad de ISA, quien es la encargada de realizarle

la operación y el mantenimiento. Si bien es cierto que la línea de 230 KV podría

ser una de las opciones de suministro de energía para el proyecto, nosotros la

descartamos del presente estudio, una vez realizados varios análisis, los cuales

se muestran a continuación:

- La carga eléctrica a transmitir es de 11 MW, desde el año 2011 al 2014, y de

31 MW adicionales a partir del año 2014 hasta el 2024, para un total de 42

MW.

- La altura sobre el nivel del mar de la línea que parte de la S/E Palos a una

altura de 780 m (aprox), y rápidamente asciende a 4300 m en el páramo de




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Santurbán donde quedará ubicada la S/E Angostura, siendo la gran mayoría de

su longitud por encima de los 2000 m.s.n.m.

- El par eléctrico de esta carga, para una línea de 40 km es de 40km x 42MW =

1680 MW-km, por lo cual este par a transmitir determina que el nivel de

transmisión adecuado es de 115 KV y no de 230 KV.

- El efecto corona a un nivel de tensión de 230 KV es sensiblemente mayor que

el que se tendría a 115 KV, determinando que a 230 KV se requiera un

conductor de mucho mayor diámetro, peso y capacidad de ruptura que el

requerido a 115 KV.

- El área típica requerida para una S/E de un nivel de tensión a 230 KV es de

5580m2 y el área típica requerida para una S/E de un nivel de tensión a 115 KV

es de 1400m2. La diferencia de área típica es de 4180m2. Dadas las

condiciones topográficas de la zona, esto implica un alto movimiento de tierra y

obras de geotecnia tales como trinchos, filtros, canales, muros de contención,

etc., que implican un mayor costo.

- Si la línea se construye a 230 KV, por las razones antes expuestas tendría un

SIL muy bajo, siendo la línea altamente capacitiva, requiriéndose, muy

seguramente, la instalación de reactancias inductivas.

Todo lo anterior tendrá una severa incidencia económica la cual la analizamos de

acuerdo a los precios establecidos en las Unidades Constructivas de la CREG.

• Reactancia inductiva $ 2’800.000.000 Módulo para reactancia $ 1’200.000.000 $4.000’000.000

• Diferencia entre S/E a 230 KV y 115 KV $ 6.402’882.506




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• Diferencia entre costo de línea a 230 KV y Línea a 115 KV, a razón de $124’522.075/km $ 4.900’883.000 ________________ Total estimado diferencia costo entre 230 KV y 115 KV $ 15.303’764.510 Como se aprecia, el mayor valor del proyecto a 230 KV en infraestructura sólo

podría ser compensado vía diferencia tarifaria, que en el corto período del

horizonte del proyecto no se ve que sea amortizable.

Adicionalmente, una vez se acabe el periodo de explotación de la mina, la

infraestructura a un nivel de tensión de 230 KV no tiene ninguna aplicación para la

ESSA, en cambio a 115 KV sí es utilizable como sistema de transmisión para el

área de influencia.

2.2 ALIMENTACION A 115 KV

Teniendo en cuenta que la ESSA ESP, tiene dentro de su infraestructura la

Subestación Palos 230/115/34,5/13,8 KV, se contempla estudiar la opción de

llevar la energía por medio de una línea de transmisión energizada a un nivel de

tensión de 115 KV, para alimentar el proyecto aurífero, contemplando la

construcción de una subestación dentro de la zona de influencia del proyecto y

que se alimentara desde la Subestación Palos, ubicada en Bucaramanga.

Una vez realizado un recorrido de campo y analizadas las opciones sobre

planos geo-referenciados, se observan dos posibles trazados, el primero

consiste en llevar una línea doble circuito 115/34,5 KV en disposición vertical,

por el recorrido de la línea existente Palos - California actualmente energizada a

34,5 KV y que es la que alimenta dicha región, esta línea pasa por los




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municipios de Matanza y California y se prolongaría hasta el sitio de ubicación

del proyecto de la Greystar, localizado en límites con Norte de Santander, como

se puede observar en el dibujo No.1. Ruta 1. Línea Palos Angostura 115 KV;

con una longitud aproximada de 41 kilómetros lineales.

En esta ruta se tiene cuerpos de bosques al inicio de la línea los cuales se

verían afectados hasta encontrar la carretera de acceso a esta región, siguiendo

una ruta casi paralela a dicho trayecto, pasando por Matanza y tomando el

trayecto a California en la Vereda Cerrillos, siguiendo por la zona limítrofe con el

Municipio de Suratá, pasando por la Vereda Pantanos, hasta llegar al Municipio

de California; allí retoma la carretera que va hacia la Vereda Angostura. Al

encontrarse en el macizo montañoso, su terreno es muy quebrado, siendo típico

de esta zona.

Figura 2. Ruta No.1. Línea Palos-Angostura 115 KV




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El segundo trazado sería una línea que sale de la Subestación Palos, en

Bucaramanga, tomando la ruta al municipio de Charta, luego se dirige hasta el

municipio de California y busca la ruta de acceso al campamento de la Greystar

Resurce Ltd hasta llegar al proyecto en mención; con una longitud aproximada

de 40 Km.

Esta ruta tiene también que cruzar cuerpos de bosques en proporciones

mayores a la opción anterior, pero estos conjuntos nos son tan grandes por lo

que se pueden evitar al definir el corredor. También va por el macizo

montañoso, con vías de acceso y caminos veredales en un 80% de la ruta. Esta

ruta tiene aproximadamente 40 km de longitud, por lo que al seleccionar la ruta

definitiva, la longitud de la línea no es factor preponderante en su escogencia;

en cambio si se debe tener en cuenta el factor ambiental, al poseer esta región

un sistema de páramos que están dentro de un programa de conservación, y el

factor de seguridad pública, debido a que en algunos sectores de esta zona hay

presencia de grupos insurgentes.

Figura 3. Ruta No.2. Línea Palos-Angostura 115 KV




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Para la realización de los dos trazados se utilizaría las mismas unidades

constructivas, las cuales en términos generales son los siguientes:

Subestación Palos:

• Módulo de salida de línea a 115 KV.

Línea 115 KV

• Línea en circuito sencillo a 115 KV en torres autosoportadas para una

potencia de 50 MVA.

Subestación Angostura:

• Módulo de llegada de línea 115 KV.

• Módulo de transformador 115 KV.

• Módulo de transformador 34,5 KV.

• Transformador de 50 MVA 115/34,5 KV.

• Módulos de líneas a 34,5 KV.

• Caseta de control.

• Tablero de medida y protecciones para 115 KV.

• Servicios auxiliares de AC y DC.

• Planta de emergencia.

Para los trazados anteriores se tomo la decisión de arrancar de la Subestación los

Palos directamente al Municipio de California, donde está localizado el proyecto,

en razón que los demás municipios del sector cuentan con infraestructura

eléctrica, la cual es suficiente para atender la demanda de estos clientes, además

en estos municipio no existen grandes empresas que generen un gran crecimiento

significativo de la demanda de energía. En estos trazados se tuvo en cuenta la

ruta más corta con el fin de disminuir costos de construcción del proyecto.




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3. ZONA DE AFECTACION DEL PROYECTO ELÉCTRICO

El área de afectación del proyecto eléctrico está integrada por los municipios de

Bucaramanga, Matanza, Suratá, Vetas, Charta y Tona, teniendo en cuenta

cualquiera de las dos posibilidades de alimentación.

El área determinada, forma parte de la provincia de Soto Norte, en el sector

nororiental del departamento de Santander, conocida también como Región

Oriental o Montaña Santandereana. Geológicamente se localiza en la zona de

influencia de las fallas de Bucaramanga- Santa Marta y de Suratá.

Hidrológicamente, pertenece a la gran cuenca del río Magdalena, cuenca superior

del río Lebrija, subcuenca del río Suratá y microcuencas de los ríos Tona, Vetas y

Charta.

La región cuenta con una extensión territorial de 1.248 Km2 y una población

aproximada de 490.100 habitantes (Proyección Censo DANE 1.993). Todos los

municipios que la conforman por pertenecer a la Provincia de Soto, se encuentran

bajo la jurisdicción de la Corporación Autónoma Regional de la Defensa de la

Meseta de Bucaramanga CDMB.

Su ubicación geográfica posibilita el acceso a la Troncal Central comunicándola

con la Costa Atlántica y el interior del país y con la Troncal Oriental con Cúcuta y

Venezuela.




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3.1 ANÁLISIS DIMENSIONAL DEL AREA DE AFECTACIÓN

3.1.1 ASPECTOS FÍSICO – BIÓTICOS

3.1.1.1 Geología

Geológicamente, la región forma parte del Macizo de Santander y la mayor parte

de ésta, corresponde al bloque oriental ascendente de la falla de Bucaramanga-

Santa Marta y sólo el municipio de Bucaramanga se localiza en el sector

Occidental de la estructura en mención.

El Macizo de Santander está constituido por un complejo de rocas metamórficas

Pre–Devónicas y rocas ígneas Mesozoicas, con características geológicas

descritas por Ward et al, que han sido cartografiadas como rocas del Sector

Central del Neis de Bucaramanga. Así mismo afloran rocas metamórficas de grado

bajo a medio, las que se han correlacionado con la Formación Silgará, de edad

Cámbrico – Ordovicica. Complementando la estructura geológica Regional, los

Batolitos y Plutones de composición félsica a intermedia, con intrusiones Triásica

- Jurásicas.

La principal estructura geológica es la falla Bucaramanga – Santa Marta, la cual

cruza la región oriental del departamento de Santander, en dirección aproximada

N20°W. Se localiza en el extremo sur de la región, con rumbo noreste - sudeste;

así mismo se destacan, la falla del Suárez, Suratá y otras fallas satélites a las dos

estructuras principales, antes mencionadas.

En el área del departamento de Santander, se han encontrado evidencias de la

actividad neotectónica de la falla de Bucaramanga- Santa Marta, especialmente en

la meseta de Bucaramanga.




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Existen plegamientos que afectan todo tipo de rocas, por el levantamiento del

Bloque Oriental, situación que originó un fracturamiento intenso, haciendo las

rocas de la región, susceptibles a fenómenos de remoción en masa

principalmente.

3.1.1.2 Recursos Minerales

El distrito minero de California y Vetas, es de considerable importancia económica

a nivel departamental, porque su riqueza predominante son los yacimientos de

oro, asociado a minerales como la plata y sulfuros de hierro, plomo, zinc, cobre y

sulfosales o minerales de azufre no oxidado. Todos estos minerales se encuentran

ubicados en los filones auríferos explotados. El municipio de Vetas además de

metales preciosos, cuenta con minerales como el manganeso, arcillas y

feldespatos en menor proporción.

En los municipios vecinos como Suratá, Matanza, Tona y Bucaramanga se

identifican recursos minerales como: calizas, arcillas, caolín y mármol, en los dos

primeros y materiales de construcción (arenas, gravillas y gravas), en los cuatro

municipios en mención.

En cuanto al municipio de Charta, las arcillas y los feldespatos, son la riqueza

predominante, igualmente existen materiales de construcción.

La región a nivel del departamento (específicamente los municipios de Vetas y

California), es la principal productora de oro de veta o filón; aunque se han

prospectado recursos como minerales radioactivos (Uranio) en los municipios de

California y Tona, aún no se supera esta etapa debido a la falta de exploración e

investigación geológica detallada. De igual forma la falta de recursos económicos

y tecnologías adecuadas o de punta han hecho que la explotación aurífera no sea




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lo suficientemente rentable económicamente, ni sostenible en relación con el

medio ambiente. Recursos minerales asociados al oro, como la plata, cobre,

plomo, zinc, arsénico, antimonio, etc., que son conocidos como el “Concentrado”

que se genera como residuo del proceso de beneficio del oro, no se aprovechan

comercialmente, perdiéndose el valor agregado que estos recursos puedan

generar.

3.1.1.3 Cuencas Hidrográficas

La región se enmarca dentro de la gran cuenca del río Magdalena, cuenca del río

Lebrija, subcuenca del Río de Oro, Suratá y las microcuencas de los ríos Charta,

Tona y Vetas predominantemente.

Los valles de estas cuencas presentan forma de V, geomorfología característica

de valles Interandinos, con fuertes pendientes y ríos torrenciales.

3.1.1.4 Ecosistemas Estratégicos

En la región se reconocen dos ecosistemas estratégicos: La zona de Páramo de

Santurbán y el bosque Alto Andino, además de páramos de considerable

significancia ecológica y ambiental como el páramo de Berlín (Tona) y los páramos

de Vetas y Quelpa en el municipio de Vetas. Esta área se convierte en un

potencial ecológico y turístico, bastante importante, que puede beneficiar a las

comunidades que viven ahí, si se logra implementar prácticas culturales de corte

conservacionista para las actividades productivas y la recuperación de suelos,

tales como: senderos ecológicos y oferta del paisaje, de tal forma que exista un

estado de equilibrio entre las actividades económicas o de usos del suelo,

subsuelo y las políticas de conservación de éstos ecosistemas estratégicos.




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3.1.1.5 Amenazas, Vulnerabilidad y riesgos

En la región se identifica una zona de actividad sísmica alta con ocurrencia de

sismos entre magnitudes de 1,1o a 6o; áreas de actividad sísmica moderada con

sismos de magnitudes variables entre 4,1 y 5,5 grados y la presencia de fallas

activas como la de Bucaramanga- Santa Marta y la del Suárez.

La región en su mayor parte, presenta una susceptibilidad moderada a fenómenos

de remoción en masa y procesos erosivos. Localmente se observan caídas de

roca, movimientos asociados a planos de falla y debilidad estructural (carretera

Bucaramanga – Matanza), surcos y cárcavas.

En el sector norte, se observa una susceptibilidad moderada, con fenómenos

como: remoción en masa lenta, erosión moderada, laminar, surcos y flujos

menores de carácter local.

3.1.2 DIMENSIÓN SOCIO – CULTURAL

La región pertenece a la provincia Soto Norte, se caracteriza por un alto

porcentaje de población rural, debido a la extensión territorial, siendo sus

principales centros urbanos: Matanza, Suratá, California, Vetas, Charta y Tona; a

excepción de Bucaramanga, que por ser un polo de desarrollo de la región, se

identifica con un alto porcentaje de población urbana.

El comportamiento de la dinámica poblacional, muestra tasa de crecimiento

positiva en los municipios de California, Vetas, Matanza, y Bucaramanga, siendo

el municipio de Bucaramanga, seguido por el de Vetas, los que presentan la

mayor tasa de crecimiento de 1,020 y 1,017 respectivamente, convirtiéndose éstos

dos, en los mayores receptores de población de la región. El caso de




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Bucaramanga, es debido a que es el centro de intercambios económicos,

socioculturales, turísticos, educativos, etc., y en el caso de Vetas por su actividad

minera.

Con relación a la densidad de población y excluyendo de éste análisis a la Ciudad

Capital Bucaramanga, debido a sus características particulares, se observa que el

Municipio de Matanza es el de mayor densidad poblacional con un valor de 60

habitantes/Km2, y el de menor densidad, Suratá con 9 habitantes/Km2, el

Municipio de California, presenta una densidad de 31 habitantes/km2. A nivel

Subregional el promedio por densidad poblacional es de 29,8 habitantes/km2, el

cual está por debajo del promedio establecido para el Departamento, que es de

63,4 habitantes/km2.

De acuerdo a la migración existente de otras regiones podemos identificar una

tendencia a una demanda cada vez mayor en la parte habitacional,

evidenciándose un crecimiento de población debido a los trabajos de las

multinacionales. Igualmente es de tener en cuenta la construcción de una planta

de beneficio para el proyecto angosturas en el año 2.009, con obras adicionales

como son la construcción de vías carreteables, infraestructura de helipuertos,

casinos, movimiento de maquinaria, que implica una llegada sin precedentes de

población de todas las regiones del país.

Dado lo anterior, para el proyecto se consideró un crecimiento de la demanda de

energía de los municipios de un 3.5% anual.

3.1.3 DIMENSIÓN ECONÓMICA

El proyecto Angosturas, desde 1995 viene efectuando perforaciones técnicamente

orientadas a la determinación del potencial del yacimiento aurífero y polimetálico




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en la parte norte del municipio de California. Empresas exploradoras, perforadoras

y consultoras como la GreyStar Resources Ltd., desarrollan estudios sobre las

antiguas minas El Diamante, Veta de Barro, Los Laches, La bodega y La Alta, y

prospección sobre la continuidad del depósito, presentando reportes que insinúan

un potencial para el desarrollo de una gran minería, la cual constituirá la carta de

presentación del potencial minero colombiano. Considerado también como la

segunda explotación de cielo abierto de minería de oro en América.

Dado lo anterior, el municipio de California es considerado hoy por hoy como el de

mayor proyección e importancia económica del Departamento de Santander,

puede decirse que el municipio vive alrededor de las minas de oro, cuya

explotación data desde la época de la conquista. En la actualidad la zona de

mayor importancia económica la representan las veredas de Angosturas y La

Baja, donde se encuentran los proyectos de las Compañías Greystar, CVS y

Galway, y la pequeña minería.

La Greystar Resources Ltd. es una empresa minera canadiense dedicada a la

exploración, desarrollo, y, en su momento, la explotación de yacimientos de

metales preciosos. Actualmente, su proyecto principal es el depósito de oro y plata

de Angostura, situado al noroeste de Colombia.

El interés de los extranjeros se debe a la mejora en las condiciones. "Tenemos un

Código de Minas del año 2001, que amplía el periodo de las concesiones a 30

años, prorrogable por otros 30 y que mantiene durante el tiempo de duración del

contrato las condiciones pactadas en lo relacionado con regalías y canon

superficiario", dice Mario Ballesteros, director de Ingeominas.

El principal interés hoy está en territorio santandereano, en Vetas y California,

teniendo en cuenta que la firma canadiense ha señalado que se espera extraer a




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partir del año 2012, 500 mil onzas anuales del metal precioso y que el yacimiento

tiene reservas por 13,6 millones de onzas de oro, de las cuales 10 millones están

claramente identificadas.

Por lo anterior, el proyecto a desarrollar por la ESSA E.S.P. para el suministro de

energía eléctrica del proyecto angostura de GREYSTAR RESOURCE LTD, cuenta

con un escenario de demanda de energía viable para la ejecución de la obra.

3.1.4 DIMENSIÓN URBANO FUNCIONAL

El transporte, la malla vial y las comunicaciones, facilitan la conexión de los

Centros poblados, receptores y prestadores de servicios con los centros

productivos, por esto, el grado de desarrollo de la región o región, está

directamente asociado con éstos determinantes.

El departamento de Santander, ha cimentado su desarrollo alrededor de las 3

troncales viales, sobre las cuales se ha estructurado el sistema urbano funcional,

así: Troncal Central del Norte, Troncal Central Oriental y la Troncal del Magdalena

Medio, más reciente que las otras dos. Además existen carreteras secundarias,

que para el caso de la región son de incidencia fundamental, como es el caso de

la Central del Norte, la cual comunica a Bucaramanga con Cúcuta en el

departamento de Norte de Santander. Dicha vía departamental es pavimentada y

pasa por Berlín, en el municipio de Tona.

Además se tienen ejes departamentales sin pavimentar que comunican a la capital

del departamento, con los municipios de Matanza, Suratá, California, Vetas y

Charta. Dentro de la región, a nivel Intermunicipal e interveredal, los carreteables

se encuentran sin pavimentar, en mal estado de conservación y con insuficiencia

en cuanto a cobertura se refiere.




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El departamento y específicamente la región, requieren de mayor inversión en la

ampliación y fortalecimiento de la malla vial, que conlleven a mejorar el transporte

y comercialización de los productos con el nodo más cercano que es la ciudad de

Bucaramanga. Dentro de este contexto, actualmente se proyecta la pavimentación

de la vía La Playa - Charta, como único proyecto de éste tipo.

En cuanto al transporte, en términos comparativos con otros municipios, presta un

servicio de carga y pasajeros adecuado con una cobertura normal, lográndose

comunicación directa desde todos los municipios de la región con la ciudad de

Bucaramanga. Actualmente las rutas en la región son cubiertas por la Flota

Cáchira, la cual adolece de un buen terminal de transportes, dado el servicio y

cobertura que presta.

En cuanto a servicios públicos, los municipios de la región, cuentan con amplia

cobertura de acueducto y mediana a baja cobertura en alcantarillado, de tal forma,

que la mayoría de éstos únicamente poseen alcantarillado las cabeceras

municipales, convirtiéndose éste en un problema de contaminación de aguas y

suelos por vertimiento de aguas residuales. En el servicio de energía eléctrica la

región es alimentada por una línea eléctrica de 34.5 KV que va desde la

subestación Palos en Bucaramanga hasta la subestación California, cubriendo un

90% de la población.

Actualmente se implementa un proyecto de carácter regional para el manejo de los

residuos sólidos en los municipios de Suratá, Matanza, California, Vetas y Charta,

con la asesoría de la CDMB y el aporte del sector educativo y comunidad en cada

municipio. En California, se inició el proceso educativo, con los profesores y

alumnos del Colegio Integrado San Antonio.




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4. VALOR ESTIMADO DEL PROYECTO CALIFORNIA A 115 KV

Con base en las opciones presentadas y teniendo en cuenta que ISA es la

administradora del STN, lo que le confiere mayores ventajas en relación a los

Operadores de Redes, como es el caso de la ESSA ESP y además por las

justificaciones dadas en el numeral 2.1, se decide no tomar como opción de

solución al problema la interceptación de la línea 230 KV Palos – Tasajero y la

construcción de la subestación 230/115/34,5/13,8 KV, por lo cual se tomará

como la opción viable la construcción de la línea de transmisión a 115 KV que

va desde la subestación Palos hasta la subestación California para lo cual se

presentará esta evaluación financiera.

Al realizar un análisis de las dos posibles rutas se toma la decisión de realizar la

opción uno que es la ruta de la línea 34,5 KV existente, basados en dos puntos

básicos:

• El proceso de negociación de servidumbres lleva un gran periodo de

tiempo, además el pago de estos terrenos es mínimo al poseerse

actualmente la franja de servidumbre de la línea la cual es de 10 metros.

• La parte ambiental no se verá afectada pues la servidumbre existente ya

esta despejada de vegetación.

El valor estimado del proyecto aplicando precios de la resolución CREG 097-08 es

el siguiente, teniendo en cuenta la línea y las subestaciones:




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Valor Línea 115 KV:

Las características de la línea se hace con promedio del valor de kilómetro para

este nivel de tensión y teniendo en cuenta el tipo de topografía por donde

discurrirá el corredor de la línea y proyectos de similares características; se asume

que los puntos de apoyo se realizará con torres auto-soportadas en celosía

galvanizadas en caliente, el conductor será tipo AAAC y cable de guarda

Alumowell, se utilizará aisladores epóxicos para 115 KV como aislamiento y obras

civiles complementarias.

Los valores dados incluyen estudios de impacto ambiental, con su respectivo

manejo de servidumbres y todos los estudios y diseños requeridos por el mismo.

LÍNEA 115 KV PALOS - CALIFORNIA

Conductor 336,4 MCM (LINNET)

Longitud Km 41

Tipo de Estructura Celosía

Ubicación Rural

No. Cxtos. 1

Unidad Constructiva N4L37

Valor unitario UC $/Km 216.963.935

VALOR TOTAL DE LA LÍNEA

$ 8.895.521.333

Tabla 1. Valor de la línea 115 KV.




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Valor Subestaciones:

VALOR DE LA SUBESTACIÓN CALIFORNIA

Descripción UC V/r Unit ($2009) Cantidad V/r. Total ($2009)

Nivel 115 KV

BAHÍA DE TRANSFORMADOR-CONFIGURACIÓN BARRA SENCILLA-TIPO CONVENCIONAL

N4S2 628.727.890 1 628.727.890

MÓDULO COMÚN TIPO1 (1 A 3 BAHÍAS)- TIPO CONVENCIONAL

N4S41 557.301.253 1 557.301.253

CASA DE CONTROL NIVEL DE TENSIÓN 4 (m2)

N4S48 2.209.983 200 441.996.516

TRANSFORMADOR TRIFÁSICO (OLTC)-LADO ALTA NIVEL4-CAPACIDAD FINAL DE 41 A 50 MVA

N4T7 2.343.884.321 1 2.343.884.321

Total Nivel IV $ 3.971.909.980

Nivel 34.5 KV

CELDA DE LÍNEA-SUBESTACIÓN TIPO METALCLAD

N3S11 260.439.817 2 520.879.635

CELDA DE TRANSFORMADOR OACOPLE-SUBESTACIÓN TIPO METALCLAD

N3S12 179.990.926 1 179.990.926

Total Nivel III $ 700.870.561

VALOR TOTAL SUBESTACIÓN CALIFORNIA $ 4.672.780.540

VALOR DE LA AMPLIACIÓN DE LA SUBESTACIÓN PALOS

BAHÍA DE LÍNEA-CONFIGURACIÓN BARRAPRINCIPAL Y TRANSFERENCIA-TIPO CONVENCIONAL

N4S7 700.846.000 1 774.428.726,17

VALOR TOTAL SUBESTACIONES $ 5.447.209.267

Tabla 2. Valor de las subestaciones.

Valor Total del Proyecto:

VALOR DE LA LINEA 115 KV $ 8.895.521.333

COSTO DE LAS SUBESTACIONES $ 5.447.209.267

VALOR TOTAL DEL PROYECTO $ 14.342.730.600

Tabla 3. Valor Total del Proyecto.




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5. ANÁLISIS FINANCIERO

5.1 FLUJO DE CAJA LIBRE DESCONTADO

La evaluación financiera para realizar el análisis de viabilidad para el suministro de

energía eléctrica al proyecto Angostura de la empresa minera Greystar Resource

Ltd opción número uno que es la construcción de una línea doble circuito por el

corredor de la línea existente, se realizó mediante el método de flujo de caja libre

descontado proyectando las siguientes variables:

• Costo unitario de prestación del servicio de energía eléctrica (CU): Es el

costo económico eficiente de prestación del servicio al usuario final regulado,

expresado en pesos por kilovatio hora ($/KWh) y en pesos por factura que

resulta de aplicar la fórmula tarifaria general1.

El Costo Unitario de Prestación del Servicio consta de un componente variable

de acuerdo con el nivel de consumo, expresado en $/kWh, y un componente

fijo, expresado en $/factura, según se indica a continuación:

Donde:

n: Nivel de tensión de conexión del usuario.

m: Es el mes para el cual se calcula el Costo Unitario de Prestación del

Servicio.

i: Comercializador Minorista.

1 Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG). Resolución 119 del 21 de Diciembre de 2007.




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j: Es el Mercado de Comercialización.

: Componente variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio

($/kWh) para los usuarios conectados al nivel de tensión n, correspondiente al

mes m, del Comercializador Minorista i, en el Mercado de Comercialización j.

: Costo de compra de energía ($/kWh) para el mes m, del

Comercializador Minorista i, en el Mercado de Comercialización j,

determinados conforme se establece en el Capítulo III de la presente

Resolución.

: Costo por uso del Sistema Nacional de Transmisión ($/kWh) para el mes

m determinado conforme al Capítulo IV de la presente Resolución.

: Costo por uso de Sistemas de Distribución ($/kWh) correspondiente al

nivel de tensión n para el mes m, determinados conforme al Capítulo IV de la

presente Resolución.

: Margen de Comercialización correspondiente al mes m, del

Comercializador Minorista i, en el Mercado de Comercialización j que incluye

los costos variables de la actividad de comercialización, expresado en ($/kWh)

y determinado conforme al Capítulo V de la presente Resolución.

: Costo de Restricciones y de Servicios asociados con generación en

$/kWh asignados al Comercializador Minorista i en el mes m, conforme al

Capítulo VI de la presente Resolución.




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: Costo de compra, transporte y reducción de pérdidas de energía

($/kWh) acumuladas hasta el nivel de tensión n, para el mes m, del

Comercializador Minorista i, en el Mercado de Comercialización j, determinado

conforme se establece en el Capítulo VII de la presente Resolución.

: Componente fija del Costo Unitario de Prestación del Servicio

($/factura) correspondiente al mes m para el Mercado de Comercialización j.

: Costo Base de Comercialización ($/factura) correspondiente al mes m,

para el Mercado de Comercialización j.

• Horizonte de proyección: El horizonte de proyección se separó en dos

bloques, periodo relevante y periodo de perpetuidad.

El periodo relevante es lapso para el cual el flujo de caja libre puede ser

calculado de manera que las diferentes cifras que lo conforman sean

explicables2. Estas cifras están asociadas con el escenario macroeconómico y

para este caso la regulación existente del sector.

Para esta evaluación se determino un periodo relevante de 10 años, ya que la

principal variable para determinar los ingresos y egresos se basa en el cálculo

de las tarifas de energía y sus componentes, información con la que se cuenta

en la ESSA.

El periodo de perpetuidad acepta la aplicación de un supuesto fundamental

que consiste en asumir que los flujos de caja libre continúan creciendo a un

2 León Garcia, Oscar. Valoración de Empresas y Gerencia del Valor..




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ritmo constante a perpetuidad, generalmente se establece como la

combinación entre la inflación a largo plazo y el crecimiento del PIB a largo

plazo.

• Ingresos: Para el cálculo de los ingresos se sensibilizo la demanda de energía

de los clientes atendidos por dicha línea, de tal manera que se pueda obtener

fácilmente las variaciones y viabilidad del proyecto. De esta forma para

calcular los ingresos totales del proyecto se trabajo con la proyección hasta el

año 2.020 de las tarifas promedio anuales realizadas por el grupo de

regulación de la ESSA E.S.P. de acuerdo con la resolución aprobada para el

nuevo periodo tarifario.

• Egresos: La inversión inicial también llamada etapa pre-operativa para la

construcción de la línea a 115 KV y la subestación 115/34,5 KV se estimo en

21.070 millones de pesos la cual se sensibilizo debido a que el tiempo de

ejecución puede variar.

La compra de energía varia en función de la demanda y su total esta dado por

la multiplicación con el componente G de la estructura tarifaria que equivale al

costo de la energía.

El costo del transporte y pérdidas de la energía se da igualmente por la

demanda del proyecto y multiplicado por el componente T y PR de la tarifa,

este costo se convierte en un egreso para el proyecto debido a que la ESSA no

cuenta con la red de transmisión. Las pérdidas se miden al nivel de tensión 4.




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De la misma forma se calcularon lo costos por las restricciones y servicios

asociados con generación y el margen de comercialización, es decir producto

de la demanda total por el componente de la tarifa respectivo (R y Cv).

El costo por mantenimiento de la línea se sensibilizo y esta dado en función del

costo por la construcción del proyecto, actualizado cada año con el IPC

proyectado a largo plazo.

• Tasa de Descuento: La tasa de descuento utilizada para traer a valor presente

los flujos de caja libre futuros del proyecto es el Costo Promedio Ponderado de

Capital suministrado por la Unidad Financiera de la ESSA E.S.P. Esta tasa

esta calculada de acuerdo al ejercicio técnico utilizando datos de un mercado

con mayor información, para este caso el de Estados Unidos y trasladándolo a

pesos de Colombia.

• Valor de continuidad: Para el cálculo del valor de continuidad se utilizo un

enfoque moderado teniendo en cuenta el décimo flujo de caja del periodo

relevante y el costo.

Se trabajo con un enfoque moderado suponiendo que “la rentabilidad

esperada sobre las nuevas inversiones debería ser consistente con las

condiciones competitivas esperadas; la teoría económica sugiere que la

competencia eventualmente eliminará las rentabilidades anormales

(superiores al costo del capital) de manera que para la mayoría de las

compañías, suponga Rentabilidad Sobre el Capital Invertido igual al

Costo Promedio Ponderado de Capital”3.

3 Valuation, Measuring and Managing the Value of Comanies. Tom Copeland, Tim Koller, Jack Murrin




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Lo anterior a su vez indica que la ESSA E.S.P. no es la única Empresa

interesada y capaz de realizar el proyecto, por lo tanto no hay lugar a que se

de una rentabilidad marginal superior por la realización del proyecto.

Después de calculados los ingresos y egresos totales del proyecto se descontó del

resultado el impuesto de renta correspondiente de acuerdo con una tasa del 33%

según la legislación tributaria actual, dando como resultado un flujo de caja neto

que se descontó con un Costo de Capital del 13.32%.

Para la evaluación del proyecto se tuvo en cuenta la proyección de las tarifas de

energía para el nivel de tensión 4 para los próximos 10 años de la Electrificadora

de Santander S.A. E.S.P., como se ilustra en la siguiente tabla:

Tabla 4. Tarifas de energía de la ESSA E.S.P. para el nivel de tensión 4.

Para el análisis de las sensibilidades del proyecto relacionadas a continuación,

solo se utilizó el costo de distribución (D) para el nivel de tensión 4, es decir, que si

el proyecto resulta viable se estaría recuperando la inversión con solo el costo de

distribución.

G T Cv R Cu N1 Cu N2 Cu N3 Cu N4

$/kWh $/kWh N1 0R N2 N3 N4 $/kWh N1 N2 N3 N4 $/kWh $/kWh $/kWh $/kWh $/kWh

2009 114,94 23,07 153,11 107,77 42,16 17,37 38,52 23,35 10,10 6,93 4,68 8,56 361,55 302,96 234,18 207,14

2010 126,27 24,29 161,78 113,91 44,67 18,48 40,59 25,66 11,11 7,63 5,16 8,99 388,57 326,16 253,43 224,77

2011 133,88 24,90 168,66 118,78 46,63 19,33 41,94 26,90 11,65 8,00 5,41 8,99 405,26 340,14 264,33 234,45

2012 136,83 25,31 175,70 123,73 48,55 20,11 43,24 27,47 11,90 8,17 5,53 8,99 417,55 350,01 271,10 240,02

2013 137,71 26,10 183,03 128,88 50,54 20,91 44,59 27,74 12,01 8,25 5,58 8,99 428,16 358,28 276,18 243,87

2014 114,27 27,56 204,48 134,25 52,62 21,75 45,97 23,91 10,31 7,05 4,74 8,99 425,17 341,34 256,46 223,28

2015 109,38 28,01 238,80 139,84 54,79 22,62 47,40 23,13 9,96 6,80 4,57 8,99 455,71 343,57 255,37 220,96

2016 120,50 29,24 245,14 145,66 57,04 23,52 48,86 25,24 10,88 7,44 5,00 8,99 477,97 364,13 272,07 236,11

2017 114,95 29,44 251,52 151,73 59,39 24,46 50,36 24,31 10,47 7,15 4,80 8,99 479,56 365,93 270,28 233,00

2018 104,05 29,64 257,89 158,05 61,84 25,44 51,91 22,45 9,64 6,58 4,40 8,99 474,93 362,28 263,00 224,43

2019 118,48 29,84 264,26 164,63 64,38 26,46 53,49 24,98 10,76 7,35 4,94 8,99 500,04 386,20 282,54 242,20

2020 129,84 30,16 267,71 168,12 65,62 26,92 54,48 26,99 11,64 7,97 5,36 8,99 518,17 403,24 297,06 255,75

2021 136,33 31,67 281,10 176,53 68,90 28,26 57,21 28,34 12,23 8,37 5,63 9,44 544,08 423,40 311,91 268,54 0

VALORES GENERALES

VALORES DE NIVEL DE TENSION 1

COMPONENTES DEL COSTO UNITARIO DE PRESTACION DEL SERVICIO (Cu)

MESD $/kWh PR $/kWh







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Sensibilidad 1: Demanda Greystar y carga de los usuarios.

Datos de Entrada

Figura 4. Datos de Entrada sensibilidad (1)

1. Con Crecimiento a Perpetuidad:

Proyección de Demanda en Kw/h

AÑO

Demanda

Inicial

Greystar

Incremento

Demanda

Greystar

Demanda

Total

Greystar

Demanda

Acueducto

Incremento

Demanda

Acueducto

Demanda

Total

Acueducto

Demanda

Particular

Incremento

Demanda

Particular

Demanda

Total

Particular

Demanda

Otros

Municipios

Incremento

Demanda

Municipios

Demanda

Total

Municipios

Demanda

Total

2009

2010

2011 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

2012 96.360.000 0 96.360.000 0 0 0 0 0 0 17.520.000 0 17.520.000 113.880.000

2013 96.360.000 0 96.360.000 0 0 0 0 0 0 17.520.000 613.200 18.133.200 114.493.200

2014 96.360.000 0 96.360.000 0 0 0 0 0 0 18.133.200 634.662 18.767.862 115.127.862

2015 96.360.000 0 96.360.000 0 0 0 0 0 0 18.767.862 656.875 19.424.737 115.784.737

2016 96.360.000 0 96.360.000 0 0 0 0 0 0 19.424.737 679.866 20.104.603 116.464.603

2017 96.360.000 0 96.360.000 0 0 0 0 0 0 20.104.603 703.661 20.808.264 117.168.264

2018 96.360.000 0 96.360.000 0 0 0 0 0 0 20.808.264 728.289 21.536.553 117.896.553

2019 96.360.000 0 96.360.000 0 0 0 0 0 0 21.536.553 753.779 22.290.333 118.650.333

2020 96.360.000 0 96.360.000 0 0 0 0 0 0 22.290.333 780.162 23.070.494 119.430.494

2021 96.360.000 0 96.360.000 0 0 0 0 0 0 23.070.494 807.467 23.877.962 120.237.962

Figura 5. Proyección Demanda en Kw/h sensibilidad (1) con crecimiento a perpetuidad

DEMANDA INICIAL

GREYSTAR (KWh)11.000

INICIO DEMANDA

GREYSTAR2012

INCREMENTO DEMANDA

GREYSTAR (KWh)

AÑO INCREMENTO

DEMANDA GREYSTAR2014

DEMANDA INICIAL

ACUEDUCTO (KWh)0

INICIO DEMANDA

ACUEDUCTO2012

INCREMENTO DEMANDA

ACUEDUCTO (KWh)

AÑO INCREMENTO

DEMANDA ACUEDUCTO

DEMANDA INICIAL

PARTICULAR (KWh)0

INICIO DEMANDA

PARTICULAR2012

INCREMENTO DEMANDA

PARTICULAR (KWh)

AÑO INCREMENTO

DEMANDA PARTICULAR

DEMANDA INICIAL

MUNICIPIOS (KWh)2.000

INICIO DEMANDA

MUNICIPIOS2012

INCREMENTO DEMANDA

MUNICIPIOS (%)3,50%

AÑO EVALUACIÓN DEL

PROYECTO2009

ETAPA PRE-OPERATIVA 2

AÑOS EVALUACIÓN 10

INVERSIÓN INICIAL 14.342.730.600 INVERSIÓN PRIMER AÑO 70%

% COSTO MANTENIMIENTO 2,77%

PROYECTO: LÍNEA 115 KV GREYSTAR




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Ingresos del proyecto para la demanda anterior

AÑO Ventas GreystarVentas

AcueductoVentas Particular

Ventas

MunicipiosVentas Totales

2009

2010

2011 0 0 0 0 0

2012 26.122.900.496 0 0 4.749.618.272 30.872.518.768

2013 26.612.230.227 0 0 5.007.937.870 31.620.168.097

2014 24.712.442.238 0 0 4.813.197.443 29.525.639.681

2015 24.607.160.908 0 0 4.960.436.209 29.567.597.117

2016 26.216.685.275 0 0 5.469.863.519 31.686.548.794

2017 26.044.156.710 0 0 5.624.052.412 31.668.209.122

2018 25.342.496.916 0 0 5.664.072.603 31.006.569.519

2019 27.225.293.425 0 0 6.297.850.227 33.523.143.652

2020 28.624.865.412 0 0 6.853.360.265 35.478.225.677

2021 30.056.108.683 0 0 7.447.889.268 37.503.997.950

Figura 6. Ingresos del proyecto sensibilidad (1) con crecimiento a perpetuidad

Egresos del Proyecto

AÑO Inversión Compras EnergíaCosto

Transmisión

Costo Pérdidas

ReconocidasCosto Comercial Restricciones Mantenimiento Costos Totales

2009

2010 10.039.911.420 10.039.911.420

2011 4.302.819.180 0 0 0 0 0 0 4.302.819.180

2012 15.582.378.905 2.882.654.553 629.843.730 4.924.686.339 1.023.769.812 397.293.638 25.440.626.976

2013 15.766.878.405 2.987.745.312 638.646.105 5.105.244.167 1.029.282.419 413.185.383 25.940.981.790

2014 13.155.086.806 3.172.927.246 545.743.719 5.292.828.710 1.034.987.967 429.712.798 23.631.287.247

2015 12.664.856.658 3.242.684.944 528.969.377 5.487.731.920 1.040.893.209 446.901.310 23.412.037.418

2016 14.033.904.712 3.405.454.751 582.591.511 5.690.258.545 1.047.005.134 464.777.363 25.223.992.016

2017 13.468.379.725 3.449.243.247 562.545.543 5.900.726.675 1.053.330.977 483.368.457 24.917.594.625

2018 12.267.488.059 3.494.201.696 519.067.731 6.119.468.307 1.059.878.225 502.703.196 23.962.807.213

2019 14.058.129.079 3.540.366.419 586.042.648 6.346.829.915 1.066.654.626 522.811.323 26.120.834.010

2020 15.506.514.271 3.601.806.152 640.672.985 6.507.115.860 1.073.668.201 543.723.776 27.873.501.245

2021 16.391.921.196 3.807.465.789 677.254.791 6.878.665.864 1.134.973.614 565.472.727 29.455.753.981

Figura 7. Egresos del Proyecto sensibilidad (1) con crecimiento a perpetuidad

Flujo de Caja

AÑO Ingresos Egresos Total ImpuestosTotal Despues

de ImpuestosNeto

Impuesto Renta 33%

2009

2010 10.039.911.420 -10.039.911.420 0 -10.039.911.420 -10.039.911.420 Inflación L.P. 4%

2011 0 4.302.819.180 -4.302.819.180 0 -4.302.819.180 -4.302.819.180 PIB L.P. 5%

2012 30.872.518.768 25.440.626.976 5.431.891.792 1.792.524.291 3.639.367.500 3.639.367.500 WACC ESSA 13,32%

2013 31.620.168.097 25.940.981.790 5.679.186.307 1.874.131.481 3.805.054.826 3.805.054.826

2014 29.525.639.681 23.631.287.247 5.894.352.434 1.945.136.303 3.949.216.131 3.949.216.131 Crecimiento Perpetuidad 40.482.908.855

2015 29.567.597.117 23.412.037.418 6.155.559.699 2.031.334.701 4.124.224.998 4.124.224.998

2016 31.686.548.794 25.223.992.016 6.462.556.778 2.132.643.737 4.329.913.041 4.329.913.041

2017 31.668.209.122 24.917.594.625 6.750.614.497 2.227.702.784 4.522.911.713 4.522.911.713

2018 31.006.569.519 23.962.807.213 7.043.762.306 2.324.441.561 4.719.320.745 4.719.320.745

2019 33.523.143.652 26.120.834.010 7.402.309.641 2.442.762.182 4.959.547.460 4.959.547.460

2020 35.478.225.677 27.873.501.245 7.604.724.431 2.509.559.062 5.095.165.369 5.095.165.369

2021 37.503.997.950 29.455.753.981 8.048.243.969 2.655.920.510 5.392.323.459 45.875.232.314

VPN 20.081.367.327 ES RENTABLE

TIR 28% ES RENTABLE

Figura 8. Flujo de Caja sensibilidad (1) con crecimiento a perpetuidad




Página 41 de 53

De acuerdo a la sensibilidad anterior si el proyecto presentara únicamente la

demanda de Greystar y de los habitantes de los municipios de influencia del

proyecto evaluado teniendo en cuenta un consumo a perpetuidad, arrojaría un

resultado viable al obtener un VPN positivo y una TIR superior al Costo de Capital

de la Empresa.

2. Demanda a 10 años:

Si el proyecto se evaluara teniendo en cuenta la demanda anterior pero

únicamente a 10 años, y en este periodo se supone que no se transporta más

energía por la línea en el futuro, el resultado sería un VPN positivo, y una TIR

superior al Costo de Capital de la Empresa, como se ilustra a continuación:


de ImpuestosNeto

Impuesto Renta 33%

2009

2010 10.039.911.420 -10.039.911.420 0 -10.039.911.420 -10.039.911.420 Inflación L.P. 4%

2011 0 4.302.819.180 -4.302.819.180 0 -4.302.819.180 -4.302.819.180 PIB L.P. 5%

2012 30.872.518.768 25.440.626.976 5.431.891.792 1.792.524.291 3.639.367.500 3.639.367.500 WACC ESSA 13,32%

2013 31.620.168.097 25.940.981.790 5.679.186.307 1.874.131.481 3.805.054.826 3.805.054.826

2014 29.525.639.681 23.631.287.247 5.894.352.434 1.945.136.303 3.949.216.131 3.949.216.131 Crecimiento Perpetuidad

2015 29.567.597.117 23.412.037.418 6.155.559.699 2.031.334.701 4.124.224.998 4.124.224.998

2016 31.686.548.794 25.223.992.016 6.462.556.778 2.132.643.737 4.329.913.041 4.329.913.041

2017 31.668.209.122 24.917.594.625 6.750.614.497 2.227.702.784 4.522.911.713 4.522.911.713

2018 31.006.569.519 23.962.807.213 7.043.762.306 2.324.441.561 4.719.320.745 4.719.320.745

2019 33.523.143.652 26.120.834.010 7.402.309.641 2.442.762.182 4.959.547.460 4.959.547.460

2020 35.478.225.677 27.873.501.245 7.604.724.431 2.509.559.062 5.095.165.369 5.095.165.369

2021 37.503.997.950 29.455.753.981 8.048.243.969 2.655.920.510 5.392.323.459 5.392.323.459


TIR 22% ES RENTABLE

Figura 9. Flujo de Caja sensibilidad (1) con demanda a 10 años




Página 42 de 53

• Sensibilidad 2: Demanda Acueducto y carga de los usuarios.

Datos de Entrada

DEMANDA INICIAL

GREYSTAR (KWh)0

INICIO DEMANDA

GREYSTAR2012

INCREMENTO DEMANDA

GREYSTAR (KWh)

AÑO INCREMENTO

DEMANDA GREYSTAR

DEMANDA INICIAL

ACUEDUCTO (KWh)8.000

INICIO DEMANDA

ACUEDUCTO2012

INCREMENTO DEMANDA

ACUEDUCTO (KWh)

AÑO INCREMENTO

DEMANDA ACUEDUCTO

DEMANDA INICIAL

PARTICULAR (KWh)0

INICIO DEMANDA

PARTICULAR2012

INCREMENTO DEMANDA

PARTICULAR (KWh)

AÑO INCREMENTO

DEMANDA PARTICULAR

DEMANDA INICIAL


INICIO DEMANDA

MUNICIPIOS2012

INCREMENTO DEMANDA

MUNICIPIOS (%)3,50%


PROYECTO2009









AÑO

Demanda

Inicial

Greystar

Incremento

Demanda

Greystar

Demanda

Total

Greystar

Demanda

Acueducto

Incremento

Demanda

Acueducto

Demanda

Total

Acueducto

Demanda

Particular

Incremento

Demanda

Particular

Demanda

Total

Particular

Demanda

Otros

Municipios

Incremento

Demanda

Municipios

Demanda

Total

Municipios

Demanda

Total

2009

2010

2011 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

2012 0 0 0 70.080.000 0 70.080.000 0 0 0 17.520.000 0 17.520.000 87.600.000

2013 0 0 0 70.080.000 0 70.080.000 0 0 0 17.520.000 613.200 18.133.200 88.213.200

2014 0 0 0 70.080.000 0 70.080.000 0 0 0 18.133.200 634.662 18.767.862 88.847.862

2015 0 0 0 70.080.000 0 70.080.000 0 0 0 18.767.862 656.875 19.424.737 89.504.737

2016 0 0 0 70.080.000 0 70.080.000 0 0 0 19.424.737 679.866 20.104.603 90.184.603

2017 0 0 0 70.080.000 0 70.080.000 0 0 0 20.104.603 703.661 20.808.264 90.888.264

2018 0 0 0 70.080.000 0 70.080.000 0 0 0 20.808.264 728.289 21.536.553 91.616.553

2019 0 0 0 70.080.000 0 70.080.000 0 0 0 21.536.553 753.779 22.290.333 92.370.333

2020 0 0 0 70.080.000 0 70.080.000 0 0 0 22.290.333 780.162 23.070.494 93.150.494

2021 0 0 0 70.080.000 0 70.080.000 0 0 0 23.070.494 807.467 23.877.962 93.957.962





Página 43 de 53




Ventas


2009

2010

2011 0 0 0 0 0

2012 0 18.998.473.088 0 4.749.618.272 23.748.091.360

2013 0 19.354.349.256 0 5.007.937.870 24.362.287.126

2014 0 17.972.685.264 0 4.813.197.443 22.785.882.707

2015 0 17.896.117.024 0 4.960.436.209 22.856.553.233

2016 0 19.066.680.200 0 5.469.863.519 24.536.543.719

2017 0 18.941.204.880 0 5.624.052.412 24.565.257.292

2018 0 18.430.906.848 0 5.664.072.603 24.094.979.451

2019 0 19.800.213.400 0 6.297.850.227 26.098.063.627

2020 0 20.818.083.936 0 6.853.360.265 27.671.444.201

2021 0 21.858.988.133 0 7.447.889.268 29.306.877.401

Figura 12. Ingresos del Proyecto sensibilidad (2) con crecimiento a perpetuidad



Transmisión

Costo Pérdidas


2009

2010 10.039.911.420 10.039.911.420

2011 4.302.819.180 0 0 0 0 0 0 4.302.819.180

2012 11.986.445.312 2.217.426.579 484.495.177 3.788.220.260 787.515.240 397.293.638 19.661.396.206

2013 12.147.855.052 2.301.958.323 492.055.569 3.933.420.716 793.027.847 413.185.383 20.081.502.890

2014 10.152.202.229 2.448.649.677 421.167.924 4.084.645.599 798.733.395 429.712.798 18.335.111.622

2015 9.790.277.149 2.506.683.271 408.907.652 4.242.165.377 804.638.637 446.901.310 18.199.573.395

2016 10.867.182.752 2.637.020.836 451.130.925 4.406.263.316 810.750.562 464.777.363 19.637.125.753

2017 10.447.518.898 2.675.602.763 436.370.618 4.577.236.068 817.076.405 483.368.457 19.437.173.209

2018 9.532.975.665 2.715.318.701 403.363.755 4.755.394.273 823.623.653 502.703.196 18.733.379.242

2019 10.944.377.741 2.756.206.549 456.239.381 4.941.063.185 830.400.054 522.811.323 20.451.098.233

2020 12.094.394.131 2.809.249.224 499.696.544 5.075.262.080 837.413.629 543.723.776 21.859.739.384

2021 12.809.195.048 2.975.281.015 529.229.528 5.375.219.395 886.906.313 565.472.727 23.141.304.027


Flujo de Caja


de ImpuestosNeto

Impuesto Renta 33%

2009

2010 10.039.911.420 -10.039.911.420 0 -10.039.911.420 -10.039.911.420 Inflación L.P. 4%

2011 0 4.302.819.180 -4.302.819.180 0 -4.302.819.180 -4.302.819.180 PIB L.P. 5%

2012 23.748.091.360 19.661.396.206 4.086.695.154 1.348.609.401 2.738.085.753 2.738.085.753 WACC ESSA 13,32%

2013 24.362.287.126 20.081.502.890 4.280.784.236 1.412.658.798 2.868.125.438 2.868.125.438


2015 22.856.553.233 18.199.573.395 4.656.979.838 1.536.803.347 3.120.176.491 3.120.176.491

2016 24.536.543.719 19.637.125.753 4.899.417.965 1.616.807.929 3.282.610.037 3.282.610.037

2017 24.565.257.292 19.437.173.209 5.128.084.083 1.692.267.747 3.435.816.336 3.435.816.336

2018 24.094.979.451 18.733.379.242 5.361.600.209 1.769.328.069 3.592.272.140 3.592.272.140

2019 26.098.063.627 20.451.098.233 5.646.965.394 1.863.498.580 3.783.466.814 3.783.466.814

2020 27.671.444.201 21.859.739.384 5.811.704.817 1.917.862.590 3.893.842.227 3.893.842.227

2021 29.306.877.401 23.141.304.027 6.165.573.374 2.034.639.213 4.130.934.161 35.143.953.384


TIR 22% ES RENTABLE





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Si el análisis se realiza teniendo en cuenta una demanda inicial del acueducto y de

los habitantes de los municipios aledaños al proyecto con un consumo a

perpetuidad, el proyecto daría un resultado positivo al arrojar una TIR superior al

Costo de Capital de la Empresa y un VPN superior a cero.



únicamente a 10 años, excluyendo el consumo a perpetuidad el resultado sería un

VPN positivo y una TIR superior al costo de capital de la Empresa, lo que hace

viable el proyecto, como se ilustra a continuación:


de ImpuestosNeto

Impuesto Renta 33%

2009

2010 10.039.911.420 -10.039.911.420 0 -10.039.911.420 -10.039.911.420 Inflación L.P. 4%

2011 0 4.302.819.180 -4.302.819.180 0 -4.302.819.180 -4.302.819.180 PIB L.P. 5%

2012 23.748.091.360 19.661.396.206 4.086.695.154 1.348.609.401 2.738.085.753 2.738.085.753 WACC ESSA 13,32%

2013 24.362.287.126 20.081.502.890 4.280.784.236 1.412.658.798 2.868.125.438 2.868.125.438


2015 22.856.553.233 18.199.573.395 4.656.979.838 1.536.803.347 3.120.176.491 3.120.176.491

2016 24.536.543.719 19.637.125.753 4.899.417.965 1.616.807.929 3.282.610.037 3.282.610.037

2017 24.565.257.292 19.437.173.209 5.128.084.083 1.692.267.747 3.435.816.336 3.435.816.336

2018 24.094.979.451 18.733.379.242 5.361.600.209 1.769.328.069 3.592.272.140 3.592.272.140

2019 26.098.063.627 20.451.098.233 5.646.965.394 1.863.498.580 3.783.466.814 3.783.466.814

2020 27.671.444.201 21.859.739.384 5.811.704.817 1.917.862.590 3.893.842.227 3.893.842.227

2021 29.306.877.401 23.141.304.027 6.165.573.374 2.034.639.213 4.130.934.161 4.130.934.161


TIR 15% ES RENTABLE





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• Sensibilidad 3: Demanda Greystar, Acueducto, demanda particular y

carga de los usuarios.

Datos de Entrada




AÑO

Demanda

Inicial

Greystar

Incremento

Demanda

Greystar

Demanda

Total

Greystar

Demanda

Acueducto

Incremento

Demanda

Acueducto

Demanda

Total

Acueducto

Demanda

Particular

Incremento

Demanda

Particular

Demanda

Total

Particular

Demanda

Otros

Municipios

Incremento

Demanda

Municipios

Demanda

Total

Municipios

Demanda

Total

2009

2010

2011 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

2012 96.360.000 96.360.000 43.800.000 0 43.800.000 43.800.000 0 43.800.000 17.520.000 0 17.520.000 201.480.000

2013 96.360.000 271.560.000 367.920.000 43.800.000 0 43.800.000 43.800.000 0 43.800.000 17.520.000 613.200 18.133.200 473.653.200

2014 96.360.000 271.560.000 367.920.000 43.800.000 0 43.800.000 43.800.000 0 43.800.000 18.133.200 634.662 18.767.862 474.287.862

2015 96.360.000 271.560.000 367.920.000 43.800.000 0 43.800.000 43.800.000 0 43.800.000 18.767.862 656.875 19.424.737 474.944.737

2016 96.360.000 271.560.000 367.920.000 43.800.000 0 43.800.000 43.800.000 0 43.800.000 19.424.737 679.866 20.104.603 475.624.603

2017 96.360.000 271.560.000 367.920.000 43.800.000 0 43.800.000 43.800.000 0 43.800.000 20.104.603 703.661 20.808.264 476.328.264

2018 96.360.000 271.560.000 367.920.000 43.800.000 0 43.800.000 43.800.000 0 43.800.000 20.808.264 728.289 21.536.553 477.056.553

2019 96.360.000 271.560.000 367.920.000 43.800.000 0 43.800.000 43.800.000 0 43.800.000 21.536.553 753.779 22.290.333 477.810.333

2020 96.360.000 271.560.000 367.920.000 43.800.000 0 43.800.000 43.800.000 0 43.800.000 22.290.333 780.162 23.070.494 478.590.494

2021 96.360.000 271.560.000 367.920.000 43.800.000 0 43.800.000 43.800.000 0 43.800.000 23.070.494 807.467 23.877.962 479.397.962


DEMANDA INICIAL


INICIO DEMANDA

GREYSTAR2012

INCREMENTO DEMANDA


AÑO INCREMENTO

DEMANDA GREYSTAR2013

DEMANDA INICIAL

ACUEDUCTO (KWh)5.000

INICIO DEMANDA

ACUEDUCTO2012

INCREMENTO DEMANDA

ACUEDUCTO (KWh)

AÑO INCREMENTO

DEMANDA ACUEDUCTO

DEMANDA INICIAL

PARTICULAR (KWh)5.000

INICIO DEMANDA

PARTICULAR2012

INCREMENTO DEMANDA

PARTICULAR (KWh)

AÑO INCREMENTO

DEMANDA PARTICULAR

DEMANDA INICIAL


INICIO DEMANDA

MUNICIPIOS2012

INCREMENTO DEMANDA

MUNICIPIOS (%)3,50%


PROYECTO2009









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Ventas


2009

2010

2011 0 0 0 0 0

2012 26.122.900.496 11.874.045.680 11.874.045.680 4.749.618.272 54.620.610.128

2013 101.610.333.594 12.096.468.285 12.096.468.285 5.007.937.870 130.811.208.034

2014 94.356.597.636 11.232.928.290 11.232.928.290 4.813.197.443 121.635.651.659

2015 93.954.614.376 11.185.073.140 11.185.073.140 4.960.436.209 121.285.196.865

2016 100.100.071.050 11.916.675.125 11.916.675.125 5.469.863.519 129.403.284.819

2017 99.441.325.620 11.838.253.050 11.838.253.050 5.624.052.412 128.741.884.132

2018 96.762.260.952 11.519.316.780 11.519.316.780 5.664.072.603 125.464.967.115

2019 103.951.120.350 12.375.133.375 12.375.133.375 6.297.850.227 134.999.237.327

2020 109.294.940.664 13.011.302.460 13.011.302.460 6.853.360.265 142.170.905.849

2021 114.759.687.697 13.661.867.583 13.661.867.583 7.447.889.268 149.531.312.131

Figura 18. Ingresos del Proyecto sensibilidad (3) con crecimiento a perpetuidad



Transmisión

Costo Pérdidas


2009

2010 10.039.911.420 10.039.911.420

2011 4.302.819.180 0 0 0 0 0 0 4.302.819.180

2012 27.568.824.217 5.100.081.132 1.114.338.907 8.712.906.599 1.811.285.052 397.293.638 44.704.729.545

2013 65.226.864.219 12.360.167.482 2.642.050.108 21.120.164.658 4.258.094.903 413.185.383 106.020.526.753

2014 54.194.509.369 13.071.387.357 2.248.279.585 21.804.664.564 4.263.800.451 429.712.798 96.012.354.125

2015 51.950.776.620 13.301.374.483 2.169.812.947 22.510.474.680 4.269.705.693 446.901.310 94.649.045.734

2016 57.312.438.169 13.907.384.928 2.379.219.514 23.238.193.340 4.275.817.618 464.777.363 101.577.830.932

2017 54.753.477.702 14.022.329.861 2.286.936.176 23.988.431.648 4.282.143.461 483.368.457 99.816.687.306

2018 49.639.157.435 14.138.935.962 2.100.355.403 24.761.813.443 4.288.690.709 502.703.196 95.431.656.147

2019 56.612.730.704 14.257.217.981 2.360.020.629 25.558.975.221 4.295.467.110 522.811.323 103.607.222.968

2020 62.138.822.854 14.433.417.498 2.567.351.012 26.075.784.193 4.302.480.685 543.723.776 110.061.580.019

2021 65.355.845.208 15.180.657.703 2.700.266.719 27.425.767.614 4.525.226.722 565.472.727 115.753.236.694


Flujo de Caja


de ImpuestosNeto

Impuesto Renta 33%

2009

2010 10.039.911.420 -10.039.911.420 0 -10.039.911.420 -10.039.911.420 Inflación L.P. 4%

2011 0 4.302.819.180 -4.302.819.180 0 -4.302.819.180 -4.302.819.180 PIB L.P. 5%

2012 54.620.610.128 44.704.729.545 9.915.880.583 3.272.240.592 6.643.639.991 6.643.639.991 WACC ESSA 13,32%

2013 130.811.208.034 106.020.526.753 24.790.681.281 8.180.924.823 16.609.756.458 16.609.756.458


2015 121.285.196.865 94.649.045.734 26.636.151.132 8.789.929.873 17.846.221.258 17.846.221.258

2016 129.403.284.819 101.577.830.932 27.825.453.887 9.182.399.783 18.643.054.104 18.643.054.104

2017 128.741.884.132 99.816.687.306 28.925.196.826 9.545.314.953 19.379.881.874 19.379.881.874

2018 125.464.967.115 95.431.656.147 30.033.310.968 9.910.992.619 20.122.318.349 20.122.318.349

2019 134.999.237.327 103.607.222.968 31.392.014.359 10.359.364.738 21.032.649.620 21.032.649.620

2020 142.170.905.849 110.061.580.019 32.109.325.830 10.596.077.524 21.513.248.306 21.513.248.306

2021 149.531.312.131 115.753.236.694 33.778.075.437 11.146.764.894 22.631.310.543 192.536.044.350


TIR 66% ES RENTABLE





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Si el análisis se realiza teniendo en cuenta los parámetros de demanda inicial de

la greystar, del acueducto, del particular y de los habitantes de los municipios, y

una demanda adicional de la greystar a partir del año 2013 con un consumo a

perpetuidad, el proyecto daría un resultado positivo al arrojar una TIR superior al

Costo de Capital de la Empresa y un VPN superior a cero.



únicamente a 10 años, excluyendo el consumo a perpetuidad, el proyecto daría

como resultado que es viable financieramente, al arrojar una TIR superior al Costo

de Capital de la Empresa y un VPN superior a cero.


de ImpuestosNeto

Impuesto Renta 33%

2009

2010 10.039.911.420 -10.039.911.420 0 -10.039.911.420 -10.039.911.420 Inflación L.P. 4%

2011 0 4.302.819.180 -4.302.819.180 0 -4.302.819.180 -4.302.819.180 PIB L.P. 5%

2012 54.620.610.128 44.704.729.545 9.915.880.583 3.272.240.592 6.643.639.991 6.643.639.991 WACC ESSA 13,32%

2013 130.811.208.034 106.020.526.753 24.790.681.281 8.180.924.823 16.609.756.458 16.609.756.458


2015 121.285.196.865 94.649.045.734 26.636.151.132 8.789.929.873 17.846.221.258 17.846.221.258

2016 129.403.284.819 101.577.830.932 27.825.453.887 9.182.399.783 18.643.054.104 18.643.054.104

2017 128.741.884.132 99.816.687.306 28.925.196.826 9.545.314.953 19.379.881.874 19.379.881.874

2018 125.464.967.115 95.431.656.147 30.033.310.968 9.910.992.619 20.122.318.349 20.122.318.349

2019 134.999.237.327 103.607.222.968 31.392.014.359 10.359.364.738 21.032.649.620 21.032.649.620

2020 142.170.905.849 110.061.580.019 32.109.325.830 10.596.077.524 21.513.248.306 21.513.248.306

2021 149.531.312.131 115.753.236.694 33.778.075.437 11.146.764.894 22.631.310.543 22.631.310.543


TIR 64% ES RENTABLE





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5.2 FLUJO DE CAJA INCREMENTAL

Tabla 5. Flujo de caja ESSA sin proyecto.

Flujo de Caja ESSA con Proyecto

Ingresos 702.202 895.375 825.165 906.568 952.535 964.834 990.643 1.050.837 1.100.301 1.131.948

Costos de operación (539.459) (675.721) (573.133) (609.893) (623.666) (618.552) (620.714) (652.912) (664.366) (670.278)

Depreciación (38.409) (40.031) (44.282) (48.133) (51.335) (53.019) (54.095) (54.289) (54.615) (55.419)

Provisión Cuentas por Cobrar (10.533) (13.431) (12.377) (13.599) (14.288) (14.473) (14.860) (15.763) (16.505) (16.979)

Gastos de administración y ventas (38.521) (40.407) (41.171) (41.908) (42.986) (41.873) (43.501) (45.128) (46.410) (48.576)

Utilidad Operativa 75.280 125.786 154.201 193.036 220.260 236.917 257.473 282.746 318.406 340.696

Otros Ingresos No Operacionales 25.371 26.723 17.100 19.004 23.246 25.953 30.272 34.428 38.290 42.024

Otros Egresos No Operacionales (9.206) (9.872) (10.267) (10.677) (11.104) (11.549) (12.011) (12.491) (12.991) (13.510)

Utilidad Antes de Impuestos 91.445 142.637 161.034 201.363 232.402 251.321 275.734 304.683 343.706 369.209

Provisión de Impuestos 30.177 47.070 53.141 66.450 76.693 82.936 90.992 100.545 113.423 121.839

Utilidad Neta 61.268 95.567 107.892 134.913 155.709 168.385 184.742 204.137 230.283 247.370

Depreciación 38.409 40.031 44.282 48.133 51.335 53.019 54.095 54.289 54.615 55.419

Variación de Capital de trabajo (10.610) 25.323 22.261 (8.178) (6.707) (4.974) (889) (4.194) (545) (5.488)

Activos fijos brutos (10.040) (4.303) (26.619) (59.157) (55.410) (45.578) (23.332) (30.499) (25.418) (26.057) (27.100) (27.487)

Flujo de Caja Libre -10.040 -4.303 62.448 101.764 119.026 129.290 177.005 185.931 212.530 228.175 257.253 269.815

Valor de Continuidad 591.218

Flujo de Caja Neto -10.040 -4.303 62.448 101.764 119.026 129.290 177.005 185.931 212.530 228.175 257.253 861.033

Valor Presente Neto FCL 13,32% 750.647

FC Con Proyecto -10.040 -4.303 62.448 101.764 119.026 129.290 177.005 185.931 212.530 228.175 257.253 861.033

FC Sin Proyecto 0 0 68.499 99.508 116.649 126.781 174.353 183.131 209.573 225.048 254.387 697.775

Con Proyecto - Sin Proyecto -10.040 -4.303 -6.052 2.256 2.377 2.509 2.652 2.800 2.957 3.127 2.866 163.258

Valor Presente ESSA Proyecto 13,32% 28.578 VPN en que aumenta la ESSA al realizar el proyecto

Tabla 6. Flujo de caja ESSA con proyecto.

Flujo de Caja ESSA Sin Proyecto

Flujo de Caja Libre 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

Ingresos 647.581 764.564 703.529 785.283 823.132 836.092 865.178 915.837 958.130 982.417

Costos de operación (494.754) (569.700) (477.121) (515.244) (522.088) (518.735) (525.282) (549.304) (554.304) (554.525)

Depreciación (37.835) (39.458) (43.709) (47.559) (50.762) (52.446) (53.521) (53.715) (54.041) (54.845)

Provisión Cuentas por Cobrar (9.714) (11.468) (10.553) (11.779) (12.347) (12.541) (12.978) (13.738) (14.372) (14.736)

Gastos de administración y ventas (38.521) (40.407) (41.171) (41.908) (42.986) (41.873) (43.501) (45.128) (46.410) (48.576)

Utilidad Operativa 0 0 0 66.757 103.531 130.976 168.793 194.949 210.496 229.895 253.953 289.003 309.734

Otros Ingresos No Operacionales 25.371 26.723 17.100 19.004 23.246 25.953 30.272 34.428 38.290 42.024

Otros Egresos No Operacionales (9.206) (9.872) (10.267) (10.677) (11.104) (11.549) (12.011) (12.491) (12.991) (13.510)

Utilidad Antes de Impuestos 0 0 0 101.334 140.126 158.342 198.474 229.300 247.998 272.178 300.871 340.284 365.269

Provisión de Impuestos 0 0 0 33.440 46.242 52.253 65.497 75.669 81.839 89.819 99.288 112.294 120.539

Utilidad Neta 0 0 0 67.894 93.885 106.089 132.978 153.631 166.159 182.359 201.584 227.990 244.730

Depreciación 37.835 39.458 43.709 47.559 50.762 52.446 53.521 53.715 54.041 54.845

Variación de Capital de trabajo (10.610) 25.323 22.261 (8.178) (6.707) (4.974) (889) (4.194) (545) (5.488)

Activos fijos brutos (26.619) (59.157) (55.410) (45.578) (23.332) (30.499) (25.418) (26.057) (27.100) (27.487)

Flujo de Caja Libre 0 0 0 68.499 99.508 116.649 126.781 174.353 183.131 209.573 225.048 254.387 266.601


0 0 0 68.499 99.508 116.649 126.781 174.353 183.131 209.573 225.048 254.387 697.775


-46.098 -108.556 -98.411 -97.042 -104.093 -102.322 -97.887 -106.206 -112.768 -118.570

Flujo de Caja Proyecto

Ingresos 54.621 130.811 121.636 121.285 129.403 128.742 125.465 134.999 142.171 149.531

Compras de Energía (27.569) (65.227) (54.195) (51.951) (57.312) (54.753) (49.639) (56.613) (62.139) (65.356)

Peaje STN (5.100) (12.360) (13.071) (13.301) (13.907) (14.022) (14.139) (14.257) (14.433) (15.181)

Pérdidas Reconocidas (1.114) (2.642) (2.248) (2.170) (2.379) (2.287) (2.100) (2.360) (2.567) (2.700)

Costo Comercial (Lectura, Facturación y Recaudo) (8.713) (21.120) (21.805) (22.510) (23.238) (23.988) (24.762) (25.559) (26.076) (27.426)

Restricciones (1.811) (4.258) (4.264) (4.270) (4.276) (4.282) (4.289) (4.295) (4.302) (4.525)

Mantenimiento Líneas (397) (413) (430) (447) (465) (483) (503) (523) (544) (565)

Depreciación (574) (574) (574) (574) (574) (574) (574) (574) (574) (574)

Provisión de CxC (819) (1.962) (1.825) (1.819) (1.941) (1.931) (1.882) (2.025) (2.133) (2.243)

Utilidad Operativa 0 0 0 8.523 22.255 23.225 24.243 25.311 26.420 27.578 28.793 29.403 30.961

Provisión de Impuestos 0 0 0 2.813 7.344 7.664 8.000 8.353 8.719 9.101 9.502 9.703 10.217

Utilidad Neta 0 0 0 5.710 14.911 15.561 16.243 16.958 17.702 18.477 19.292 19.700 20.744

Depreciación 574 574 574 574 574 574 574 574 574 574

Inversión Activos Fijos (10.040) (4.303)

Flujo de Caja Libre 0 -10.040 -4.303 6.284 15.484 16.134 16.817 17.532 18.275 19.051 19.865 20.274 21.318


-10.040 -4.303 6.284 15.484 16.134 16.817 17.532 18.275 19.051 19.865 20.274 181.362


TIR 63,48%




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A continuación se ilustra en forma gráfica el resultado del análisis del flujo de caja

incremental de la ESSA.

Sensibilidad VPN Vs. Demanda

Figura 22. Gráfico de sensibilidad VPN Vs. Demanda

Se determinó en el proyecto como la variable de mayor importancia “La demanda

de energía”, debido a que esta determina los ingresos y egresos del proyecto y por

lo tanto el periodo de recuperación de la inversión. Como se observa en el gráfico

anterior con una demanda mínima de 5.000 Kwh/Año a perpetuidad, el proyecto

arroja un VPN positivo cercano a $50.000 millones, debido a que estos activos

suponen una generación de ingresos durante 50 años ó más.




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Sensibilidad Flujo de Caja ESSA sin proyecto y con proyecto

Figura 23. Gráfico flujo de caja ESSA sin proyecto

Figura 24. Gráfico flujo de caja ESSA con proyecto

Estos gráficos reflejan el incremento en el flujo de caja de la Empresa anual, y por

lo tanto un mayor valor de la ESSA suponiendo una demanda constante a partir

del año 2021 a perpetuidad.




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Este concepto reafirma la conclusión de realizar el proyecto, debido a que

después de realizar la inversión no se consideran costos y gastos relevantes,

diferentes al mantenimiento y si obtiene ingresos permanentes y constantes

durante periodos superiores a su vida útil.




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CONCLUSIONES

• Teniendo en cuenta el análisis financiero realizado para determinar la viabilidad

del proyecto Angostura de Greystar resource ltda, municipio de California para

el suministro de energía eléctrica, la Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.

solo construirá la línea de 115 KV, si se firma un convenio en el cual se

garantice una demanda de energía constante por parte de la Greystar

(alrededor de los 11 MVA/H) por un periodo no inferior a 10 años.

• Los costos de construcción, servidumbres y de la compensación ambiental

serán reducidos aprovechando la línea y la franja de servidumbre existentes,

estos costos serán asumidos en su totalidad por la ESSA E.S.P.

• En el análisis de viabilidad del proyecto se tuvo en cuenta solo el factor D de la

fórmula tarifaria que corresponde al costo por uso de sistemas de distribución

($/kwh), este costo lo obtiene la empresa por ser operador de red y permitir el

flujo de energía por las redes de su propiedad.

• Para los ingresos del proyecto no se tuvo en cuenta el factor C de la fórmula

tarifaria que corresponde al comercializador, tomando como referencia que los

usuarios pueden comprar la energía a la ESSA o a otro comercializador.

• Si en el acuerdo de construcción de la línea de 115 Kv, la Greystar, las

empresas mineras del sector y el Acueducto Metropolitano de Bucaramanga

compran la energía a la Electrificadora de Santander S.A. E.S.P. la rentabilidad

del proyecto se incrementa en un 7%.




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BIBLIOGRAFIA

León Garcia, Oscar. Valoración de Empresas y Gerencia del Valor Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG). Resolución 119 del 21 de Diciembre de 2007. Ministerio de Minas y Energía. Valuation, Measuring and Managing the Value of Comanies. Tom Copeland, Tim Koller, Jack Murrin RETIE, Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas. Normas técnicas de la ESSA Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG). Resolución No. 070 del 28 de Mayo de 1998. Ministerio de Minas y Energía. Esquema de Ordenamiento Territorial – EOT del municipio de California, Charta, Matanza y Bucaramanga.

analisis de viabilidad para el suministro de energia

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